新型蜂窝结构可降解气道支架的计算力学分析

针对目前可降解气道支架径向支撑力不足的问题,本研究设计了一款具有蜂窝结构的可降解气道支架。首先,基于患者CT扫描数据重建下气道三维数值模型,测量狭窄段数据,并使用SolidWorks 2018对支架进行三维建模;然后,借助Geomagic Design X优化支架模型;最后,基于ABAQUS对其进行计算力学分析。结果表明,相比于类正弦结构与网状结构支架,蜂窝结构可降解气道支架的径向支撑力分别提高了19.28%和8.24%。本研究可为未来可降解气道支架的研发提供重要参考。

稠油降解气的特征与识别及其勘探潜力

稠油降解气是指原油在厌氧微生物降解过程中形成的天然气,属于次生型生物气,分布在浅层,能大规模聚集成藏。稠油降解气与稠油有密切的伴生关系,即大多分布在稠油油田的附近或周围。稠油降解气以干气为主,乙烷以上的重烃类含量甚微,非烃中N2含量较高。甲烷的碳同位素值呈高负值特征(-100‰～-55‰),而CO2却显示出异常重的碳同位素值,因此较易识别。稠油在厌氧细菌作用下降解成气的过程是通过多个环节完成的,是微生物参与的水—烃反应。目前全球已发现的浅层重油大多是厌氧细菌降解的结果,在稠油油藏的附近分布着大量可供勘探的稠油降解气藏。我国东部的含油气盆地和准噶尔盆地西北缘已发现了不少这类具有较大勘探潜力的次生生物气藏。

苏北盆地生物降解气特征及成藏模式

针对浅层生物降解气研究程度不高的问题,通过对已知气藏进行解剖,分析浅层生物降解气的气藏特征及地球化学、伴生油藏、地层水等特征。研究结果表明,生物降解气的形成与适宜厌氧微生物生存的环境、稠油油藏(带)的分布、较好的保存条件等有关。同时,建立苏北盆地"自生自储"侧向运移和"下生上储"纵向调整2类生物降解气成藏模式,并指出高邮凹陷南部断裂带、北斜坡的外坡带以及金湖凹陷西斜坡的外坡带是下一步浅层生物降解气勘探的有利区带。该研究为今后生物降解气勘探提供依据。

生物降解气藏的地质-地球化学特征

生物降解气是已形成的油气在微生物降解作用下形成的天然气,组分偏干、碳同位素偏重、并且出现同位素倒转现象,这类天然气一般与稠油伴生,并有成因联系。生物降解气藏一般成群成带分布,形成生物降解气富集(区)带。本文最后解剖了孤岛生物降解气藏的地质—地球化学特征。

渤海海域南部浅层原地与异地降解气差异成藏模式

探讨渤海海域南部浅层稠油区原地与异地降解气藏差异成藏模式。基于天然气成分、同位素组成、包裹体均一温度、综合断裂分析、油气充注运移模拟等方法,研究了浅层天然气的成因,分析了浅层油气充注门限和充注段,模拟了油气充注运移过程。结果表明浅层稠油区存在原地降解气藏与异地降解气藏。原地降解气藏的气源主要来自于垂向降解源;异地降解气藏气源主要来自于侧向降解源。原地降解气藏对预测周边油藏具有非常重要的指示意义。

渤海海域蓬莱19-3油田原油生物降解气地球化学特征与成因

渤海海域已有天然气地球化学特征显示稠油降解气普遍与稠油油藏相伴生,其探明储量约占天然气总探明储量的12%。渤海湾盆地复杂的构造演化使生物气藏背景多样化,也使渤海海域生物气成因类型不清,其地球化学特征和成藏条件不甚明确。与非稠油降解气相比,稠油降解气中甲烷含量高、干燥系数大,以干气为主,并含有一定量的二氧化碳和氮气,甲烷碳同位素值偏轻,δ^13C1介于-35‰^-55‰,丙烷碳同位素值偏重,具有同位素倒转现象,二氧化碳碳同位素值重,δ^13Cco2介于-10‰~20‰。原油降解气的生成是喜氧微生物和厌氧微生物共同作用的结果,有效的石油生物降解作用通常发生在温度低于80℃的储层中,因此地层温度控制了微生物降解原油生成原油降解气的发生范围,此外,含油气系统内的地层水也是重要的地质影响因素,中—低矿化度的NaHCO3型或CaCl2型地层水有利于微生物的繁殖进而对原油降解生成甲烷。生物降解气是微生物代谢活动的产物,所以降解气的规模是由油藏规模决定的。在渤海海域,储层温度与地层水类型适宜、油藏规模巨大的蓬莱19-3油田最具备大规模生成稠油降解气的条件。渤海目前已发现原油地质储量约36.4×10^8t,其中埋藏深度在2 000 m以内的原油地质储量约为27.7×10^8t,根据原油的生物降解模拟实验,1 m^3原油每天可产生0.14~0.62 m^3甲烷气体,每年可产生52.01~255.5 m^3甲烷气体,若深度2 000 m为原油降解界限,据此估算渤海海域每年最多可产原油降解气0.66×10^12m^3,具有非常大的勘探潜力。

黄河口凹陷东次洼天然气成因及油气成藏模式

黄河口凹陷东次洼为渤海湾盆地南部典型边缘凹陷,由于盆浅洼小,烃源岩规模有限且成熟度较低,不具备大规模供气条件,但远离烃源灶却发现大量天然气藏。以20余口钻井资料及三维地震资料为基础,结合天然气组分和同位素数据等资料,对研究区天然气成因及分布规律进行分析,明确天然气横向运移机理,厘清油气差异分布的主控因素,建立油气差异成藏模式。结果表明,研究区天然气成因为次生改造,主要来自于油藏的降解气;受区域盖层差异封盖、广布式砂体和油气流体势能的共同控制,天然气沿明化镇组上段底部盖层向构造高部位稳定聚集,表现为小洼差异供烃、脊-断联合控运、区域盖层控保的油气差异成藏特征;天然气藏作为油藏降解的产物,可估算构造低部位残留稠油藏的规模,进而指导后期油气勘探,对具备类似地质背景的盆缘洼陷勘探也具有较强指导意义。

有机质“接力成气”模式的提出及其在勘探中的意义

有机质“接力成气”机理是指成气过程中生气母质的转换和生气时机与贡献的接替。有两层含义:一是干酪根热降解成气在先,液态烃和煤岩中可溶有机质热裂解成气在后,二者在成气时机和先后贡献方面构成接力过程;二是干酪根热降解形成的液态烃只有一部分可排出烃源岩,形成油藏,相当多的部分则呈分散状仍滞留在烃源岩内,在高—过成熟阶段会发生热裂解,使烃源岩仍具有良好的生气潜力。这一理论的提出,回答了我国热演化高-过成熟地区勘探潜力问题与天然气晚期成藏的机理问题,对拓搌勘探领域有重要意义。

腐泥型烃源岩生排烃模拟实验与全过程生烃演化模式

利用半开放体系生排烃模拟实验、封闭体系的黄金管生烃动力学模拟实验与开放体系的高温热解色谱质谱实验数据与实测数据,在经典生烃模式基础上,对烃源岩全过程生烃演化特征、排烃效率与滞留烃量、高过成熟阶段天然气来源及甲烷同系物裂解温度等问题开展了深入探讨。研究认为,腐泥型烃源岩在主生油阶段(R_o值为0.8%~1.3%)的排烃效率为30%~60%,高成熟阶段(R_o值为1.3%~2.0%)的排烃效率在60%~80%;高成熟阶段干酪根降解气与原油裂解气对总生气量的贡献比大致为1∶4,干酪根降解气量占20%,滞留液态烃裂解气量占13.5%,源外原油裂解气(包含聚集型与分散性原油裂解气)量占66.5%。初步确定了天然气的裂解下限,建立了烃源岩全过程生烃演化模式。

腐泥型干酪根热降解成气潜力及裂解气判识的实验研究

腐泥型有机质在成烃演化过程中以先生成原油再裂解成气已有共识,但有多大的比例是由干酪根直接降解生成以及如何鉴别尚存异议。选取华北地区下马岭组低成熟腐泥型页岩,采用高温高压黄金管体系及常规高压釜热模拟实验装置,对同源于该页岩的原始干酪根、残余干酪根和原油开展了生气模拟实验。结果表明：（1）腐泥型有机质生油高峰期后,干酪根直接降解成气量占总生气量的20%左右;原油裂解主成气期为422566℃（RO=1.3%2.5%）,生气量占裂解气总量的85.5%。（2）干酪根降解气和原油裂解气Ln（C1/C2）值与Ln（C2/C3）值均随演化程度增高而增大,但受原油和干酪根结构差异、裂解生气速率及所需活化能大小的影响,过成熟阶段,干酪根降解气Ln（C2/C3）值逐渐增大,原油裂解气Ln（C2/C3）值基本稳定,且低升温速率的Ln（C1/C2）值比高升温速率的值大。（3）新建考虑演化阶段的裂解气判识图版,认为四川盆地震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气。研究成果进一步明确了腐泥型烃源岩发育区,高演化阶段以寻找原油裂解气为主要目标,而非烃源岩晚期干酪根降解气,并可为有机质全过程生烃演化轨迹曲线的确定提供重要依据。

斋桑盆地东部天然气成因及勘探潜力

通过分析斋桑盆地东部萨尔布拉克地区天然气有机地球化学特征,全面解剖气藏形成的地质条件,认为该区天然气为二叠系和侏罗系稠油的生物降解气,属于晚期或超晚期成藏。指出该区原油生物降解气资源量大、丰度高、勘探潜力大,喜马拉雅运动期形成的一系列背斜、断背斜等圈闭是天然气勘探的主要目标。

中国生物成因气的类型划分与研究方向

生物成因气直接来源于微生物对有机质的改造,是经微生物作用所形成的富含甲烷的气体,其可以大规模和大范围地生成。依据生物气的形成途径和成因机理,可将广义生物成因气划分为早期生物成因气、低熟气、晚期生物成因气、原油降解次生生物气和浅层油气次生蚀变改造型天然气等5类,其分别属于原生型生物气和次生型生物气。运用天然气组分特征和碳同位素组成等地球化学指标,可以对生物气进行类型识别。由于生物成因气主要分布在浅层,易于开采,而且天然气性质好,勘探成本较低,认为应加大生物气的勘探力度。指出虽然目前在我国已经发现了约30个生物气藏,但除柴达木盆地外,大多以小型气田为主,且对生物气形成机理和富集规律还没有完全掌握;而对生物气的准确评价,不仅可以为浅层气来源提供依据,丰富有机地球化学理论,还可以以此追索油气运移的路径轨迹、发现新的隐蔽油藏和烃源岩等,因此生物气地质地球化学研究工作的深入开展,将会大大拓宽油气勘探的领域。

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气地球化学特征及成因

沙湾凹陷周缘天然气混源现象普遍,前期缺少对地区的整体研究,制约了研究区天然气成藏研究。为此,系统开展了天然气地球化学特征分析,结合烃源岩热模拟技术,明确研究区中、浅层天然气的成因。研究显示,沙湾凹陷周缘中、浅层天然气以甲烷为主,干燥系数分布在0.73~1.00,δ^(13)C_(1)值分布在-56.0‰~-31.5‰,反映研究区成熟与高-过成熟天然气共存;δ^(13)C_(2)值分布在-30.4‰~-22.8‰,反映研究区煤型气、油型气和混合型气均有分布。结合烃源岩热解气碳同位素特征,认为研究区天然气具有4种成因类型:Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,主要分布在红车断裂带中段白垩系,具有极重的δ^(13)C_(2)值,大于-25.5‰,C_(7)轻烃中甲基环己烷含量大于50%;Ⅱ类天然气分布少,主要为原油降解次生生物气,具有异常偏负δ^(13)C_(1)值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,主要分布在小拐地区及红车断裂带南段侏罗系,δ^(13)C_(2)值分布在-27.9‰~-26.4‰,具有混合型烃源岩特征;Ⅳ类天然气为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,主要分布在红车断裂带南段、北段及金龙地区,以下乌尔禾组来源为主的天然气δ^(13)C_(2)值大于-29‰,以风城组来源为主的天然气δ^(13)C_(2)值小于-29‰。

从南海北部浅层气的成因看水合物潜在的气源

应用天然气浓缩轻烃分析技术、天然气碳同位素分析技术,结合现有地质资料和水合物分析资料,对南海北部浅层气的成因特征、运移特征及南海已发现的水合物成因特征进行了详细分析。研究结果表明,南海北部盆地浅层气藏普遍具有混合成因的特征,并主要以生物气-热成因气(生物降解气)混合气为主。浅层气的这种混合成因特征揭示了水合物的气源不仅与生物气有关,也与热成因气生物降解气有关,而混合气中的热成因气(生物降解气)的气源来自深部油气藏,表明水合物的气源与常规深部油气藏有密切的关系。南海北部大陆边缘神狐陆坡深水区天然气水合物主要为生物成因和混合成因二种类型,生物成因的水合物1δ3C1值分布在-57‰^-74.3‰之间,混合成因的水合物1δ3C1值分布在-46.2‰^-63‰之间。珠江口盆地白云凹陷深水区为南海北部水合物最具潜力的勘探区。

稠油区浅层天然气成因探讨

中国含油气盆地稠油分布广泛,在这些稠油分布区与稠油伴生一些浅层天然气,这些天然气大多数甲烷碳同位素较常规天然气碳同位素轻,干燥系数大,非烃中氮气含量高,研究认为这些与稠油伴生的浅层天然气为原油在厌氧细菌(主要是产甲烷菌)作用下形成的原油降解气,同时混有少量热成因天然气。通过对稠油分布区的地质环境、地层水组成和储层特征等方面研究,提出微生物降解原油具备形成天然气所需的地质条件,认为原油降解气具有较大勘探潜力。

油裂解生气是海相气源灶高效成气的重要途径

干酪根晚期生气潜力和原油裂解气的问题关系到海相高．过成熟地区天然气的来源和勘探前景．用高磁场固体^13C核磁共振技术研究不同类型和演化程度干酪根的结构和油气潜力碳含量，Ⅰ-Ⅲ型干酪根在高．过成熟阶段气潜力碳含量均较低，表明生气潜力较小，生气数量有限；而低成熟Ⅰ型干酪根油潜力碳含量较高，表明在生油窗阶段大量生油，为后期发生油裂解生气奠定了物质基础．原油生气动力学实验表明，在160℃左右（Ro=1．6％）原油才开始大量裂解形成天然气，主生气期晚于干酪根的，但生气数量是干酪根的2—4倍，这种成因天然气富含甲基环己烷，具有不同于干酪根晚期热降解气的特征．

中国稠油区浅层天然气地球化学特征与成因机制

在我国发育稠油的含油气盆地中,广泛分布着浅层天然气,浅层气资源潜力巨大.研究发现这些浅层天然气与稠油具有密切的成因关系,是厌氧微生物降解原油过程中形成的次生成因的生物气,也称为稠油降解气,它们一般分布在稠油油藏的上倾方向或周围.这种天然气以干气为主,主要成分是甲烷,乙烷以上的重烃类含量较低,非烃中N2含量较高;甲烷的碳同位素值偏轻,一般介于生物气与热解气之间,乙烷的碳同位素偏重,可能混合有热成因气;CO2显示出异常重的碳同位素值,因此,在微生物降解原油过程中碳同位素分馏效应十分明显.稠油降解气的生成是一个十分复杂的地质地球化学和微生物地球化学过程,是在多种微生物群体参与下发生的一系列有机-生物和水-烃反应综合作用的结果,受多种因素控制.

兴隆台油气田天然气成因与成藏特殊性分析

通过对天然气基本地球化学特征、成因与来源的系统分析,结合油气藏特征与油气地质条件,对兴隆台油气田的天然气成藏机理和成藏模式进行了系统的研究。天然气可以分为A和B2大类。A类天然气总体埋藏深度较小,甲烷含量高,甲烷、乙烷碳同位素组成偏轻,主要来自沙一段、沙二段和沙三段上部烃源岩生成的生物—热催化过渡带气;B类天然气埋藏深度变化大,甲烷含量变化范围大,甲烷、乙烷碳同位素组成偏重,丙烷碳同位素组成变化范围大,部分碳同位素组成明显偏重的天然气分布在较浅部位,主要与细菌的氧化降解作用有关。B类天然气主要与埋藏较深、演化程度较高的沙三段烃源岩有关。气藏和气顶中天然气主要来自原油溶解气的出溶。因大断裂的存在,浅层的构造高部位聚集了较多的B类天然气,其两侧主要聚集A类天然气。在其他中深部有油藏分布的地区,其浅层部位应该也存在原油溶解气出溶的天然气聚集,是浅层气勘探的重要领域。

渤海海域南部盆缘凹陷天然气成藏特征及地质意义

为了厘清渤海南部盆缘凹陷中—浅层天然气成藏特征,通过天然气组分、天然气碳同位素、原油物性、生物标志物、烃源岩热解及壁心包裹体等数据分析,利用油气源对比、地球化学分析及盆地模拟手段,开展了天然气成因类型、油气源特征以及成藏期次分析.认为研究区天然气包括原生生物气和次生生物气两类,原生生物气来源于沙三段低成熟阶段烃源岩,次生生物气来源于周边稠油油藏生物降解作用.研究结果表明:渤海海域南部盆缘凹陷烃源岩成熟度(R)整体低于0.9%,处于低熟至成熟阶段早期,庙西南洼沙三段是其主力烃源岩,其TOC为1.0%~5.5%,R整体低于0.7%;龙口31-1构造天然气为原生的生物—热催化过渡带气,天然气中含少量凝析油(气油比为11 545.16 m~3/m~3),密度为0.730 g/cm~3,色谱图主峰碳仅为C和C,其来源于气体萃取低熟油轻质组分形成,下部可能存在一定规模低熟油,是庙西洼陷下一步原油勘探的重要目标;蓬莱19-3构造天然气以次生的原油生物降解气为主,混有大量溶解气,蓬莱31-3南和蓬莱25-2构造天然气为次生的原油生物降解气;盆缘凹陷已发现原油生物降解气储量整体较小,但与稠油伴生,估算渤海海域伴生稠油储量为2.5×10~8~11×10m~3,是下一步勘探有利方向.